Схема электрических соединений КЭС

ЭЧС верно.doc

Оренбургская область - крупный экономически развитый субъект Российской Федерации. Основные отрасли промышленности: топливная черная и цветная металлургия электроэнергетика машиностроение и металлообработка. Промышленный комплекс является лидером экономики Оренбургской области. В нем занято около 22% работающего населения области. Основными отраслями промышленного производства являются топливная промышленность - 468 % черная металлургия - 121 % машиностроение и металлообработка - 84 % цветная металлургия - 82 % пищевая промышленность - 77 %.
Оренбургские тепловые сети
* - в составе Оренбургских тепловых сетей
Цель курсового проекта – спроектировать электрическую часть станции КЭС с 6 блоками по 320 МВт. Выдача мощности производится на напряжениях 500 кВ и 110 кВ. Связь с системой осуществляется на напряжении 500 кВ.
1Общий баланс мощности
Для определения аварийного резерва на электростанции и в системе необходимо составить общий баланс мощности. Для его составления воспользуемся следующей методикой:
Установленная мощность электростанции равна суммарной мощности генераторов предназначенных к установке
n - кол-во i-тых генераторов.
Нагрузка потребителей на напряжении U1
где KCU1 - коэффициент системы для потребителей на напряжении
I = 12 - номер потребителя мощности Рi;
ni - количество i-тых потребителей.
По данным Рi - на напряжении U2 аналогично (2) опреде-
ляется нагрузка потребителей РU2 присоединенных к шинам U2 электростанции.
Суммарная мощность отдаваемая внешним потребителям
Баланс активной мощности в нормальном режиме составляет резерв мощности электростанции
где РСН = 01РУСТ - расход мощности на собственные нужды электростанции.
Потребность в аварийном резерве определяется при выходе из работы наиболее мощного генератора (РGmax)
где 004РGmax - расход мощности на собственные нужды отключающегося генератора (принимается 4% от мощности генератора).
Знак минус свидетельствует о том что направление мощности в аварийном режиме меняется и дефицит мощности покрывается за счет резерва системы.
2 Выбор варианта структурной схемы
Все варианты схем составляю по блочному типу так как КЭС имеет агрегаты большой мощности 320Мвт.
Сооружаются РУ двух напряжений ВН (500 кВ) и СН (110 кВ). При этом возможны несколько вариантов структурных схем различающихся количеством присоединенных к РУ ВН и РУ СН электрических блоков и типом связи между РУ.
Нагрузка потребителей:
Мощность генератора: Рг=320 МВт
Рисунок 2 – первый вариант структурной схемы
Во всех вариантах используем генераторные выключатели так как это позволяет осуществлять пуск и останов блоков от рабочих трансформаторов СН. Это повышает надежность системы собственных нужд и позволяет нам выбирать одинаковой мощность рабочих и резервных трансформаторов.
Оба варианта возможно применить отличаются они лишь распределением генераторов по РУ но необходимо сравнить перетоки мощностей.
В 1 варианте переток из РУ СН в РУ ВН составляет во 2 варианте переток из РУ СН в РУ ВН . Поэтому выбираю для дальнейшего проектирования вариант 1 обладающим меньшим перетоком.
На напряжении 110 кВ могут применяться следующие наиболее распространённые виды схем: одна секционированная система сборных шин с обходной системой шин две системы сборных шин с обходной системой сборных шин многоугольники. Так как многоугольник применяется при количестве присоединений до 6 включительно а в нашем случае 8 то данный вариант исполнения схемы РУ не представляется возможным. Оптимальной в данном случае является схема - одна секционированная система шин с обходной. Выбранная схема изображена на рисунке 3.
Рисунок 3- Одна секционированная система шин с обходной
При напряжениях 330-750 кВ в качестве главных схем электрических соединений электростанций получили широкое использование:
-две системы шин с тремя выключателями на две цепи (схема 32);
-две системы шин с четырьмя выключателями па три цепи (схема 43);
- блочные схемы генератор - трансформатор - линия (ГТЛ) — РУ понижающей ПС соответствующего напряжения.
Применяем две системы шин с тремя выключателями на две цепи (схема 32).
2.2Выбор мощности трансформаторов и автотрансформаторов
Выбор мощности блочного трансформатора производим с учетом мощности генератора установленного в блоке.
Мощность трансформаторов в блоках:
По [1] выбираю для U=500 кВ ТДЦ – 400000500 для U=110 кВ
Мощность и количество автотрансформаторов выбираем по максимальному перетоку между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения который определяется по наиболее тяжелому режиму.
Автотрансформатор связи выбираем исходя из следующих условий:
) Sн.ат max(S1 S2 S3) где
S1 S2 S3 – перетоки мощности в трех режимах.
Перетоки с шин среднего напряжения.
Нормальный режим максимальная нагрузка:
Нормальный режим минимальная нагрузка:
Аварийный режим отключение одного блока:
где - коэффициент выгодности АТ;
- коэффициент перегрузки.
Принимаю автотрансформатор АТДЦТН – 250000500110.
Таблица 1 - Технические данные трансформаторов и автотрансформаторов
Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов короткого замыкания произведем в двух точка на одном из присоединений:
К1 – система шин 500 кВ;
К2 – вывода генератора G1.
Рисунок 6 – Схема замещения
Определяется базисный ток кА:
где - базисная мощность МВА
- базисное напряжение кВ
Определяется базисное сопротивление Ом:
Коэффициенты трансформации трансформаторов:
обмотка высшего напряжения автотрансформатора %:
Преобразование схемы замещения к точки кз К1
Рисунок 7 – Преобразование схемы замещения
Рисунок 8 – Преобразование схемы замещения
Преобразуем схему к 3х лучевой :
Рисунок 9 – Итоговая схема замещения
Определение токов короткого замыкания:
где Ку – ударный коэффициент [1].
Апериодическая составляющая тока к.з. :
где значение взято из таблицы 6.5 [1].
Преобразование схемы замещения к точки кз К2:
Рисунок 10 – Преобразование схемы замещения
Рисунок 11 – Преобразование схемы замещения
Преобразуем к 3х лучевой схеме:
Рисунок 12 – Преобразование схемы замещения
Таблица 2 - Результаты расчёта токов КЗ
Выбор выключателей и разъединителей
Выбор выключателей производится в соответствии с ГОСТ – 687 – 94:
Выбор и проверка выключателей осуществляется по следующим условиям:
по напряжению установки;
по длительному току;
на симметричный ток отключения;
на отключение апериодической составляющей тока к.з.
отключающая способность по полному току;
bн % нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключенном токе;
на электродинамическую стойкость;
на термическую стойкость.
Выбор и проверка разъединителей производится по следующим условиям:
Выбор основного электротехнического оборудования проводится в табличной форме.
1Выбор выключателей и разъединителей на 500 кВ
Ток рабочего режима:
Iраб.ном =Iраб.макс= .
Выбираем элегазовый выключатель 550 PM разъединитель РГ-5003150.
Таблица 3- Выбор выключателей и разъединителей на 500 кВ.
Данные разъединителя
ia.ном.=Ц2·bн·Iотк.ном100= Ц2·63·50100=44.547кА
Ц2·Iотк.ном.·(1+bн100)= Ц2·63·(1+50100)=133.643 кА
t=tрз+tсв=001+0016=0026с
Вк=82912·(0026+0428)=31208 кА2×с
Iтерм.2·tтерм.=632·0026=103194 кА2×с
Данные выключатель и разъединитель прошли все проверки.
2Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ
Iраб.ном =Iраб.макс = .
Выбираем элегазовый выключатель 145 РМ 40 разъединитель РГП-1103150.
Таблица 4- Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ.
Проверку выбранных аппаратов не производим так как не производили расчет токов короткого замыкания в этом присоединении.
3Выбор генераторного выключателя и разъединителя
Выбираем элегазовый выключатель FKG1F разъединитель РВПЗ-2-2012500НУЗ
Таблица 5- Выбор генераторного выключателя и разъединителя на 20 кВ.
ia.ном.=Ц2·bн·Iотк.ном100= Ц2·80·20100=22.627кА
Ц2·Iотк.ном.·(1+bн100)= Ц2·80·(1+20100)=135.764 кА
Вк=82912·(4+0428)=304383 кА2×с
Iтерм.2·tтерм.=802·4=25600 кА2×с
4Выбор выключателей и разъединителей на присоединения 500кВ
Выбираем элегазовый выключатель HPL 550 разъединитель РГ-5003150.
Таблица 6 - Выбор выключателей и разъединителей на нагрузки 500 кВ
5Выбор выключателей и разъединителей на присоединения 110 кВ
Выбираем элегазовый выключатель LTB 145 разъединитель РГП-1101000.
Таблица 7 - Выбор выключателей и разъединителей на нагрузки 500 кВ
Выбор проводников для присоединения оборудования
1Выбор комплектного токопровода
Для соединения турбогенератора ТВВ-320-2ЕУ3 с повышающим трансформатором примем пофазно-экранированный токопровод ТЭКН-Е-20-12500-400.
Таблица 8 – Номинальные данные токопровода
Номинальное напряжение генератора кВ
Ном. напряжение токопровода кВ
Номинальный ток токопровода А
Электродинамическая стойкость кА
Токоведущая шина d*s
Междуфазное расстояние мм
Тип опорного изолятора
Шаг между изоляторами мм
Этот токопровод удовлетворяет условиям рабочего режима:
2Выбор сборных шин 500 кВ.
Выбираем по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах то есть по току наиболее мощного присоединения.
Определяю рабочий ток утяжеленного режима
Iраб.ном =Iраб.макс =
Ошиновку 500кВ выполняем гибкими проводами типа АС.
В распределительных устройствах 500 кВ каждая фаза для уменьшения коронирования выполняется несколькими проводами. Принимаем 3 сталеаллюминиевых провода марки АС-50027 по [3 с 624]:
Проверка провода по допустимому току:
Проверка на термическое воздействие не производится так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка по условию коронирования:
Начальная критическая напряженность при максимальном значении которой возникает коронный разряд:
m = 082 – коэффициент шероховатости провода
r0 = Dнар2 = 2942 = 147 мм = 147 см
Напряжённость электрического поля вокруг расщеплённых проводов:
k – коэффициент учитывающий число проводов n в фазе:
где расстояние между проводами в расщеплённой фазе
rэк – эквивалентный радиус:
Dcp – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см:
Где D = 600 см для сборных шин 500 кВ [1 с 508]
Провода не будут коронировать если наибольшая протяженность поля у поверхности любого провода не более 09Е0 поэтому условие отсутствия короны:
Провода не будут коронировать.
Проверка на схлёстывание не производится так как кА
3Выбор сборных шин 110 кВ.
Ошиновку 110 кВ выполняем гибкими проводами типа АС.
Для уменьшения коронирования принимаю 2 сталеаллюминиевых провода марки АС-60072 по [3 с 624]:
r0 = Dнар2 = 3322 =166 мм =166 см
Где D = 100 см для сборных шин 110 кВ [1 с 508]
4 Выбор проводов линий электропередач для соединения блочных трансформаторов с ОРУ 500 кВ и 110 кВ
Примем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке блока и по условиям короны.
Определяю рабочий максимальный ток
Iраб.ном =Iраб.макс
Для уменьшения коронирования принимаю 3 сталеаллюминиевых провода марки АС-50027:
Проверка провода по условиям короны не производим т.к. было выше показано что АС-50027 не коронирует.
Принимаем 2 сталеаллюминиевый провод марки АС-60072:
Проверим провод по условиям короны не производим т.к. было выше показано что АС-60072 не коронирует.
Выбор измерительных трансформаторов тока
1 Выбор трансформатора тока на генераторное напряжение
В комплектном экранированном токопроводе ТЭКНЕ-20-12500-400 установлен трансформатор тока ТШ-20-120005.
Исходные данные: Рген=320 МВт; Uном=20 кВ.
Таблица 9 - Проверка трансформатора тока
Iтерм.2·tтерм.=1602·3=76800 кА2×с
Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке определим нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора. Перечень измерительных приборов в цепи трансформатора тока приму согласно [1с.279]
Таблица 10 – Вторичная нагрузка
Наименование прибора
Нагрузка трансформатора тока ВА
Ваттметр показывающий
Варметр показывающий
Ваттметр регистрирующий
Амперметр показывающий
Амперметр регистрирующий
rприб определяется по формуле:
- сопротивление контактов
Определяем по формуле:
r=0028 - удельное сопротивление алюминия
r2расч=rприб+rпров+rконт=056+0448+01=11 Ом
Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем требованиям.
2 Выбор трансформатора тока в цепи блочного трансформатора РУ ВН 500 кВ
Выбираем трансформатор тока ТГФ-500 [5].
Таблица 11 - Проверка трансформатора тока ТГФ-500
Iтерм.2·tтерм.=862·1=7396 кА2×с
Перечень подключаемых приборов аналогичная представленная в таблице 10.
r=00175 - удельное сопротивление меди так как на электрических станциях с мощностью генераторов 100 МВт и выше а также на подстанциях 220 кВ и выше во вторичных цепях применяются медные проводники.
- включение в 1 фазу
По условию прочности сечение не должно быть меньше 25 мм2 для медных жил поэтому принимаем =25 мм2.
r2расч=rприб+rпров+rконт=14+21+01=162 Ом
3 Выбор трансформатора тока в цепи блочного трансформатора РУ ВН 110 кВ
Выбираем трансформатор тока ТОГ-110-II-I [5].
Таблица11 - Проверка трансформатора тока ТОГ-110
r2расч=rприб+rпров+rконт=14+336+01=175 Ом
Выбор измерительных трансформаторов напряжения
1 Выбор трансформатора напряжения на генераторное напряжение
В комплектном экранированном токопроводе ТЭКНЕ-20-12500-400 установлены трансформаторы напряжения 3*ЗНОЛ- 20 соединенных в звезду.
Таблица12 - Проверка трансформатора напряжения ЗНОЛ- 20
Таблица13 – Вторичная нагрузка
Общая потребляемая мощность
Датчик активной мощности
Датчик реактивной мощности
Счетчик активной мощности
Вольтметр регистрирующий
Трансформаторы напряжения 3*ЗНОЛ- 20 прошли по всем критериям.
2 Выбор TV на РУ ВН 500 кВ
Выбираем трансформатор напряжения типа НАМИ-500 [5]
Таблица14 - Проверка трансформатора напряжения НАМИ-500
Счетчик активной энергии
U1ном=500Ц3 кВ U2ном=01Ц3 кВ
3 Выбор TV на РУ ВН 110 кВ
Выбираем трансформатор напряжения типа НАМИ-110 [5]
Таблица15 - Проверка трансформатора напряжения НАМИ-110
U1ном=110Ц3 кВ U2ном=01Ц3 кВ
Рисунок 13- Схема подключения измерительных приборов на шинах 500 кВ
Рисунок 14 - Схема подключения измерительных приборов на генераторном
Выбор подвесных изоляторы на 500 и 110 кВ.
В ОРУ для крепления гибких проводов применяются подвесные изоляторы.
Подвесные изоляторы выбирают:
- по номинальному напряжению: Uуст ≤ Uном.
К установке принимается подвесные полимерные изоляторы типа ЛК-160500-IV УХЛ1 и ЛК-120110-IV УХЛ1. На механическую прочность подвесные изоляторы не проверяются так как расстояния между фазами принимаются большими и при выборе полимерных изоляторов механические нагрузки уже учтены.
Выбор и проверка проходных изоляторов на 20 кВ.
Проходные изоляторы выбирают:
- по номинальному напряжениюUуст ≤ Uном;
- по номинальному току Iном≥Iмакс.
- на механическую нагрузку.
Принимаем проходной изолятор типа ИП-2016000У Т2.
Основные данные изолятора приведены в таблице.
Таблица- Расчетные и каталожные данные
Расчет на механическую нагрузку.
Допустимая нагрузка на изолятор
Fдоп=06Fразр=0620000=12000 Н (30)
где Fразр – разрушающая нагрузка на изгиб Н.
Расчетная сила действующая на изолятор
- условие выполняется.
Выбор и проверка сечения ЛЭП
Для воздушной ЛЭП выбираем голые провода марки АС.
Принимаем 3 сталеаллюминиевых для уменьшения коронирования провода марки АС-50027Iдоп=960 А.
Проверка по допустимому току
Проверка на термическое действие токов КЗ не производим т.к.применены голые провода на открытом воздухе.
Как уже было показано выше проверка на корону не производится.
К ОРУ 110 кВ присоединены 2 линии с нагрузкой по по 120 МВт и 4 линии с нагрузкой по 100 МВт.
Выбор и проверка ЛЭП с нагрузкой потребителей 100 МВт.
Принимаем сталеаллюминиевый провод марки АС-24056 Iдоп=610 А.
Проверка провода по допустимому току:
Проверка на термическое воздействие не производится так как применены голые провода на открытом воздухе.
r0 = Dнар2 = 2242 =112 мм =112 см
Где D = 100 см [1 с 508]
Выбор и проверка ЛЭП с нагрузкой потребителей 120 МВт.
Принимаем сталеаллюминиевый провод марки АС-40051 Iдоп=825 А.
r0 = Dнар2 = 2752 =1375 мм =1375 см
987 кВсм ≤ 28061 кВсм
Балаков Ю.Н. Мисриханов М.Ш. Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для ВУЗов. М.: Издательский дом МЭИ 2006.-228 с.
Неклепаев Б. Н. Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат 1989.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М: Энергоатомиздат 1989 - 450 с.
Петрова С.С. Проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб. пособие. -Л.: ЛПИ 1989. -76 с

Николаенко3.dwg

ВМТ - 110Б-251250 УХЛ1
ТФЗМ - 110Б-III-15005
ВМТ - 220Б-201000 УХЛ1
АТДЦТН - 12500022011010
ТФЗМ - 220Б-III-15005
Схема электрических соединений КЭС